本文与山东虹知数科合作完成，感谢虹知的「昀炜」先生提供的大量洞察
背景
2月9日，136号文重磅发布，开启了新能源全量入市时代，三个月以来，行业的讨论，解读和预测百花齐放，充分讨论了136号文的影响，等待实施细则落地。
5月7日，山东136实施细则率先发布征求意见稿，5月8日在网上广为流传。
以下是基于征求意见稿的分析，同时，由于原文中「省发展改革委会同山东能源监管办、省能源局负责根据本实施方案制定配套实施细则」中提到的「配套细则」暂未发布，以下分析可能与最终落地方案可能存在偏差。
总体影响
如136号文所预期，整体对收益结构带来的变化是从原来的保障性收购为主，变为以下:
以下，我们先讨论R机制部分，再讨论R市场化部分。
机制收益：存量项目
机制电价（P机制）：6月1日以前投产的存量项目，与现行保障性政策一致，享受¥394.9/MWh的燃煤标杆电价。
机制电量（Q机制）：原文为「单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化」，未明确说明具体比例。根据山东现行保障性政策，2025年1月1日以前并网项目保障水平为90%，1月1日以后的项目保障水平为风电70%，光伏85%。
根据征求意见稿原文猜测，存量项目保障水平适度向其它省看齐，由于山东属于保障比例较高区域，估计存量项目实际机制电量比例在70～90%的区间有适度下降。
机制收益：增量项目
机制电价（P机制）：5月发布竞价公告，风电与光伏分开竞价，分布式光伏与集中式光伏同台竞价，设置上下限。
关于上限的原文为「首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价」，2024年，山东风电结算均价为¥360.5/MWh，光伏结算均价为¥346.4/MWh，估计该价格为上限价。竞价下限为「参考先进电站造价水平 （仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定」，以此估计竞价下限风电为¥150～200/MWh，光伏为¥170～250/MWh
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估计竞价上限 |
估计竞价下限 |
增量光伏 |
¥346/MWh左右 |
¥170～250/MWh |
增量风电 |
¥360/MWh左右 |
¥150～200/MWh |
以上假设竞价上下限按风电与光伏分开。
机制电量（Q机制）：单个项目机制电量上限定义为：
单个项目申报上限 = 装机容量*年利用小时数*(1-厂用电率)*上限比例
由于前三项对于单个场站来讲相对固定，主要影响在于「上限比例」，而「上限比例」将在每年竞价通知中发布。根据136号文原文「单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量」，上限比例猜测在80%～90%。
而关于可竞价的总量，原文为「设置申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本， 2025 年竞价申报充足率不低于 125%」，申报充足率定义为
申报充足率=∑该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模
定义上等效于增量机制电量为申报规模的最多80%，也就是至少20%的申报电量无法纳入机制。从上述两个公式看出，增量项目机制电量的规模主要受「上限比例」和「申报充足率」影响，因此估计：
增量机制总量 ～= 增量总装机*上限比例*0.8。
当申报电量不足时，竞价电量规模会自动缩减至符合要求（竞价实施细则第18条）。
市场化收益
初期，机制电量不参与中长期与日前，仅以现货实时价格与机制电价进行偏差结算，因此，以下不区分存量与增量，仅讨论场站非机制电量部分，以中长期和日前两个角度看。
中长期交易：核心是放宽中长期限制，中长期交易作为「压舱石」和「稳定器」的定位，一直有「高比例签」有要求。山东对火电与用电侧中长期合约比例要求为80%~110%，超出部分按照中长期价格与日前价格乘以120%作为收益回收。然而，因为充分考虑新能源出力的不确定性，难以适应现货市场的动态变化。因此，新能源中长期签约比例不设上限，而新能源中长期签约比例上限「按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定」。
以2024年3月为例，山东已有11%的风电电量参与中长期，结算均价为¥382.24，高于未参与中长期的风电结算均价¥341.0。由于保障电量不参与中长期，可理解为中长期的竞价空间小于现货，因此山东的中长期价格大多数时候高于现货价格。在136号文下机制电量会比现行的保障电量逐步缩减，因此，中长期竞价空间会增大，结合在中长期考核要求放宽后，预计中长期与现货价格将进一步收敛（即价差进一步缩减）。
新能源参与中长期整体对预测能力要求较高，不仅是场站自身的功率预测，还有区域市场的所有新能源预测与现货价格预测。当前，气象预测的极限一般在15日左右，新能源中长期比例不设限不回收的规则给了新能源很好的交易灵活度。部分市场（如陕西）目前要求新能源在月度等较长的中长期品种达到一定持仓，日滚动比例限制在月度的20%，让新能源月内灵活调仓受阻，类似的不合理约束可能将有所放宽。
而正是由于中长期与现货价格的系统性价差，用户侧中长期合约比例也将放宽，但具体放宽比例未明确说明，参考较宽松的辽宁为60%，整体上更大程度发挥中长期交易品种的自主金融避险功能。
日前：新能源市场化电量部分可参与日前申报，全量参与可靠性机组组合与实时市场。由于现行政策新能源即使不参与中长期，也可以全电量参与日前，而在机制电量不参与日前的规则后，新能源原有的日前策略收益可能将缩减。
同时，原文提到「支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行套利回收」，目前全国唯一用户侧报量报价的市场是甘肃，对于售电公司和批发用户对日前价格预测与日前负荷预测提出了很高的要求，这将对山东目前用户侧的日前交易逻辑带来较大的变化。但这一点具体如何落地与何时落地，需等待配套细则与后续规则出台。
其它重点
绿证：机制电量不再获取绿证收益，对应绿证划转至省级账户，符合136原文预期。但机制电量部分的绿证具体如何传递给分摊了系统运行费用的工商业用户，暂未提出明确规则，大概率会以全体工商业用户按实际用电量比例分享。取决于具体的分享方式，可能导致可流通绿证的供应大幅减少。
同时，5月8日，气候组织(Climate Group) 正式宣布RE100全面认可中国绿证，并与水规总院发表联合声明，双方一致认可中国绿证对企业实现100%可再生能源电力目标的重要作用。对绿证价格的预期，以及在增量竞价时与机制电量是否需要联合优化，值得关注。
辅助服务费用：根据136号文精神，符合《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)文规定的辅助服务费用，由用户用电量和机制电量共同分担（市场化电量不分摊）。
适当放宽现货限价：山东目前是国内唯二现货有负电价的省份，最低出清价格为-100元/MWh。如果对标浙江市场，限价或将因为环境溢价等因素下降到-200元/MWh。这种更低的下限价格将直接影响火电启停策略，从而反馈到整体价格走势。另外，更高的峰谷价差潜力也将进一步刺激新型储能、虚拟电厂、用户用电行为等。
竞价代理：原文为「分布式光伏项目可委托竞价代理商代理参与竞价。现阶段，分布式光伏竞价代理商应为在山东电力交易中心完成注册、 公示的售电公司」，因此售电公司可新开这样的业务。但和其它委托交易的问题一样，风险如何分摊，收益如何共享，都是需要进一步讨论的问题。
系统运行费用：由机制电费带来的系统运行费用由用户侧分摊或分享，火电不参与。
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